高强度堵水剂裂缝细管模型堵水模拟实验

在裂缝性致密储层中，裂缝既是油流通道又是水驱窜流通道，在注水开发中由于裂缝的存在导致水驱波及效率低，从而形成无效注水开发。此外，裂缝性储层的封堵又存在大裂缝封堵效果差、有效期短等问题。鉴于此研制了水溶性酚醛树脂冻胶和单体地层聚合高强度堵剂体系，测定了堵剂在70℃下的成胶性能、稳定性以及封堵强度等。通过细管模拟裂缝研究了不同因素对堵剂突破压力的影响；通过可视化细管研究了堵剂在管中的突破方式以及影响因素。研究结果表明，水溶性酚醛树脂冻胶的突破压力随着冻胶强度的增加而增加，随着管径的增加而减小，随着注水速度的增加先减小、后增加，最后稳定；单体地层聚合堵剂的突破压力随着堵剂强度的增加而增加，随着管径的增加先增大、后减小。在可视化细管实验中，堵剂突破时并不完全沿细管中心突破，其堵剂的强度与黏附性等因素有关。     

红河油田直通型裂缝高强度封堵剂调剖技术

为了解决天然裂缝发育类油藏注水开发过程中水线推进速度快、易出现水窜、水驱效果差等问题,红河油田先后开展了冻胶封堵、“冻胶+颗粒”封堵调剖技术研究及现场试验,但由于冻胶体系自身材料力学性能的影响,整体效果不理想。优选了一套单体聚合类高强度封堵剂体系,该体系具有黏度大、成胶时间短、强度高、触变性能好的特点,65 ℃条件下成胶时间为15 h,在长度为0.5 m、直径为3 mm的管线中突破压力梯度达7.0 MPa/m。红河油田进行先导试验4井5轮次,有效封堵率100%,能够在裂缝中形成高强度封堵,有效提高了直通型裂缝缝内堵剂的封堵强度; 调剖后平均油压提升6.7 MPa,累计注水5 643 m3,累计增油2 723.1 t,有效解决了该地区天然裂缝发育类油藏注水开发过程中水窜过快的问题。     

耐高温冻胶泡沫选择性堵水剂——适用于东海气田高温气藏堵水稳产

针对东海气田产水严重的开发现状,通过室内实验研究,研制了适用于其气藏条件的冻胶泡沫堵水体系。该体系由质量分数为0.4%的CAB-35耐高温起泡剂和0.4%LF聚合物+0.4%RELMNE交联剂冻胶稳泡剂复配而成,并优化了冻胶泡沫的注入方式、气液比和注气速度等施工参数,评价了冻胶泡沫的性能,形成了适用于东海气藏条件的耐高温冻胶泡沫堵水技术。评价结果表明:LF聚合物冻胶体系作为耐高温冻胶泡沫的稳泡体系,具有较好的稳泡效果,能大幅度提高泡沫的半衰期;冻胶泡沫堵水体系在气液混注、气液比1:1、注气速度为0.5 mL/min时性能最佳,易注入且封堵能力强。驱替实验结果表明:当地层情况相同时,冻胶泡沫堵剂封堵水的能力大干封堵气的能力,且堵剂对水的封堵率随着地层渗透率的增加而增强;当地层存在渗透率差异时,堵剂具有较好的地层非均质选择性能,堵剂优先封堵高渗透水流通道,而低渗透产气通道未被堵死。因此通过地层渗透率差异能够实现选择性堵水的目的。     

红河油藏封堵裂缝用酚醛冻胶的制备与性能评价*

为封堵红河长8油藏的直通型水窜裂缝,以部分水解聚丙烯酰胺G3515为成胶剂、水溶性酚醛树脂为交联剂、氯化铵为催化剂,制备了成胶时间与强度不同的冻胶,评价了冻胶的稳定性、注入性和封堵能力。结果表明,冻胶的稳定性较好,由0.5%G3515、0.5%水溶性酚醛树脂、0.2%催化剂和0.3%纳米颗粒QC-W配制的冻胶在70℃下放置180 d的弹性模量大于10 Pa。冻胶的注入性良好,成胶液在70℃下的黏度低于500 mPa·s。冻胶的封堵能力较好,含0.8%G3515的强冻胶在直径为0.7数1.8 mm细管中的突破压力梯度达到4 MPa/m以上,含0.3%G3515的弱冻胶在直径为0.7数1.5 mm细管中的突破压力梯度达到1 MPa/m以上,满足红河油田大剂量注入的要求。图7表2参14     

冻胶对裂缝性油藏的封堵效果实验研究

为研究冻胶在裂缝性油藏中的封堵效果,通过室内可视化裂缝模型,开展冻胶对裂缝封堵强度评价,观察冻胶在裂缝中的失效特征,评价冻胶与预交联颗粒复合时的封堵效果。室内实验表明:在裂缝中单独使用冻胶的封堵效果优于使用冻胶和预交联颗粒组合的封堵效果,只有当预交联颗粒通过布满裂缝降低裂缝宽度,使用冻胶和预交联颗粒组合的封堵效果才优于单独使用冻胶的封堵效果;随着裂缝宽度增加,裂缝中冻胶被后续注入水由整体顶出变为中部突破,裂缝中冻胶封堵强度降低。通过实验分析认为:由于预交联颗粒的注入性差,难以实现大剂量注入,封堵裂缝应以冻胶为主体堵剂,同时提升冻胶本体强度是增强冻胶在裂缝中封堵强度的关键。研究结果可为优化裂缝性油藏调剖工艺方案提供借鉴。     

裂缝性储层油井冻胶堵水技术

简要介绍了国内外堵水技术的发展概况。重点从裂缝性储层油井出水机理研究、常用堵剂及模拟实验研究和现场施工工艺几个方面，研究了裂缝性储层油井堵水技术的发展情况，其中封堵裂缝常用的堵剂是聚合物冻胶体系，大致分为4种类型；室内模拟研究，主要介绍了Seright等人对不同配方、不同放置时间的冻胶在裂缝中的封堵性能及冻胶在裂缝中的脱水现象和抗冲刷性的研究；通过国内外现场堵水实践的总结发现，在进行措施以前必须综合各种资料，准确判断油井产水原因，优选目标井。并且聚合物冻胶堵水是该类储层较为有效的堵剂。最后，提出了今后裂缝性储层油井堵水技术发展趋势及研究重点。     

确定油气井堵水堵剂封堵位置的新方法

提出了一种应用堵剂的突破压力确定其在油藏中封堵位置的方法。堵剂的突破压力随地层的初始渗透率的增加而减小。由此关系可确定不同渗透率条件下堵剂的突破压力;根据地层参数及油水井条件,可以绘制高渗透层的压降曲线;当堵剂的突破压力高于其在高渗透层中所承受的压差时．就能封堵住高渗透层,这一位置就为堵剂的封堵位置。     

冻胶堵剂堵水作用大于堵油作用的原因

研究了冻胶堵剂堵水作用大于堵油作用的原因。结果发现：冻胶体积在水中膨胀,在油中基本不变,并且冻胶堵剂具有优先进入含水饱和度高的地层的能力,主要对水的流通通道产生限制与封堵作用,从而导致冻胶堵剂堵水作用大于堵油作用。     

适用于高温高矿化度条件的聚乙烯亚胺冻胶堵水剂

针对高温高矿化度地层堵水需求,研制了一种耐高温高矿化度的以阴离子聚丙烯酰胺为主剂的冻胶型堵剂,交联剂采用水溶性聚合物聚乙烯亚胺(PEI),并加入保护剂减缓高温下主剂的水解。实验考察了主剂质量分数、主剂分子量、PEI质量分数、PEI分子量、矿化度和p H值等因素对PEI冻胶成胶性能的影响。实验结果表明:随着主剂和PEI相对分子质量增加,主剂和PEI质量分数的增加,成胶时间缩短,但交联剂质量分数过高易发生过交联现象,造成冻胶过早脱水;成胶时间随着p H值的增加而缩短,随矿化度的增加而变长。在110℃条件下,对于Na Cl含量为50 000 mg/L的地层水,该冻胶强度高,耐温性好,封堵效果好且至少120 d不脱水。堵剂体系最佳配方为:0.6%~0.8%阴离子聚丙烯酰胺+0.3%~0.7%PEI+0.8%~1%高温保护剂。     

锆冻胶堵水剂

本文研究了一种新的堵水剂——锆冻胶堵水荆的制备、封堵能力、突破压力、油或水在堵后岩心中的流动情况、耐冲刷性能、热稳定性、处理单元数与渗透率的关系堵堵剂解堵等问题。证实这种堵剂有一定选择性,具有配制简单、堵水率高、耐地层水冲刷、可堵可解、热稳定性好、无毒性和刺激性、成本低廉等特点。此堵剂可用于油井选择性堵水及注水井吸水剖面的调整。     

裂缝性油藏二次交联凝胶堵剂体系研究与评价——以A油田为例

A油田为大型潜山裂缝性块状底水油藏,因高角度裂缝发育导致底水上升,油田高含水生产,堵水技术需求迫切.为解决常规堵剂封堵强度和处理深度不足,增产效果不佳的问题,开展二次交联凝胶堵剂体系研究与评价.结果表明,二次交联凝胶堵剂体系配方为聚合物质量分数为0.3％,第一交联剂聚交比为12:1,第二交联剂质量分数为1.2％～1.4...     

接枝淀粉聚合物调剖体系的封堵性能评价

开展室内岩心实验考察接枝淀粉聚合物调剖体系在孔隙介质中的封堵性能,结果表明：①接枝淀粉聚合物调剖体系成胶前具有一定的流度控制能力;成胶后残余阻力系数较大,具有降低大孔道渗透率的能力;②体系的残余阻力系数随注入速度的增加而减小;③体系对岩心具有很高的封堵率,当注入0．45PV时封堵率就可达到90％以上,注入量越大,封堵率越高;④体系具有较高的堵塞强度。注入后的突破压力梯度随流速的增加而增大;⑤体系的耐冲刷性好,经70PV注水冲刷后其封堵率仍保持在80％以上。油相驱替封堵率明显较低,最高只有39％,经70PV冲刷后已降至10％。接枝淀粉聚合物调剖体系具有堵水不堵油的特性。     

姬塬油田油水井双向调堵技术研究与应用

为解决姬塬油田罗1区块低渗裂缝性油藏在开发过程中注入水沿大裂缝窜流严重、水驱效率低的问题。本文在分析储层地质特征和流体性质的基础上,提出油水井双向调堵、综合治理的技术思路。对调堵工艺参数进行优化,同时优选了堵水剂、调剖剂,堵水剂选择中温凝胶堵水剂G542和高强度有机封口剂G521;调剖剂选择聚合物冻胶调剖剂TP-1和聚合物微球调剖剂WQ-1。现场采用段塞式注入方式,选择注采关系对应明显的注水井X175-15井和油井X175-16井成功实施了双向调堵技术。施工后,油井X175-16井日均增油3.62 t,含水由88.6%下降至54.7%。下降了33.9%;注水井X175-15注水压力提高2 MPa,调堵结束后两个月井组累计增油196 t,取得良好的降水增油效果。该技术为解决低渗油藏裂缝性见水提供了一种新的技术思路,具有一定的推广价值。     

强变形暂堵转向压裂技术研究及应用

南堡x号构造火山碎屑岩天然裂缝发育,有利于复杂裂缝构建和提高体积压裂效果。针对暂堵转向压裂中暂堵不明显,有效性低的问题,优化暂堵材料,引入有机硅单体,胶束聚合了一种强变形凝胶,通过剪切、造粒、烘干和粉碎后得到不同粒径强变形可膨胀缝口（缝内）暂堵剂,并通过缩合反应,粉末型缝内暂堵剂在高温下自动固化成滤饼,提高缝内暂堵的可行性。通过室内实验优化得到簇间暂堵剂配比:变形粒子（5～6 mm）∶纤维∶粉末（100～200目）=5∶1∶1,最高突破压力为56.3 MPa,变形粒子具有可吸水膨胀和强弹性的优良特征,从而大幅提高应力转向的可能性;缝内暂堵剂为微米级的粉末,最高封堵强度达54 MPa。该体系成功试验于火山岩油气藏,不采用专用车组,未影响泵效和出现卡泵现象,现场顺利泵送,施工成功率达100%。试验井簇间暂堵升压明显,平均提高4～16 MPa,缝内暂堵平均升压2～4 MPa,通过压裂施工曲线和微地震监测表明暂堵转向有效性高。      

蒸汽驱用碱木素高温冻胶的研制

碱木素冻胶是一种高温条件下可在地层形成强度较大、耐冲刷性较好和热稳定性强的高温堵剂,可以明显控制蒸汽窜流,调整注汽剖面,提高汽驱采收率。通过正交试验得到碱木素冻胶的最优配方,即W（碱木素）=10％,W（酚醛树脂）=4％,pH值为10。对最佳配方配制的碱木素冻胶性能进行了静态和动态评价,实验结果表明,碱木素冻胶成胶时间在1．5-7．0h内可调,冻胶强度为0．092MPa,抗盐性能好,热稳定性强,岩心封堵率和蒸汽突破压力高,耐冲刷性好,选择性封堵能力强。制备的碱木素冻胶均能满足油田对高温堵剂的要求,是一种良好的蒸汽驱用高温堵剂,具有广阔的应用前景。     

复合段塞控水封窜技术研究

孤岛油田注聚区层内或层间非均质性严重,注聚过程中聚合物易沿高渗孔道窜进,使得部分注入井油压低,对应油井高见聚,严重影响聚合物驱开发效果。针对这一问题,研究应用了冻胶型堵剂和无机颗粒型堵剂。冻胶型堵剂试验结果表明,PAM-BM聚合物对耐盐复合有机铬交联剂的适应性最好,然后对该体系的主段塞及封口段塞进行了优化;而无机颗粒型堵剂研究表明,无机颗粒型堵剂具有较好的悬浮性,注入性能优良,强度较高,有良好的封堵效果。现场应用表明,复合段塞控水封窜技术具有良好的调剖封窜效果。     

低渗透裂缝型油藏复合堵水剂研制与应用

针对低渗透裂缝型油藏堵水施工过程中堵水剂易沿裂缝向地层漏失这一问题,提出了复合堵水剂的堵水工艺。选定聚酰胺-胺树枝聚合物/有机酚醛交联体系进行配方优选,并研究与复配的预交联颗粒的性能。实验结果表明,由2000 mg/L聚合物、1500 mg/L乌洛托品、250 mg/L间苯二酚、1600 mg/L 乙二酸、180 mg/L硫脲、200mg/L氯化钴组成的凝胶体系的成胶强度为21600 mPa·s,稳定时间为103 d,与其复配的预交联颗粒在地层水中的膨胀倍数为15.7,且具有较好的抗盐性。0.3 PV（0.05 PV浓度为2000 mg/L的预交联颗粒、0.2 PV浓度为2000 mg/L的聚合物凝胶体系和0.05 PV浓度4000 mg/L的聚合物凝胶体系）的复合堵水剂对人工造缝岩心的封堵率高达97.25%以上,突破压力梯度最高达13.68 MPa/m,并且具有较好的调整产液剖面的能力。现场施工后施工井综合含水率下降了10.5%,取得了较好的堵水效果。     

85 ℃下高矿化度地层化学堵水剂研究

针对高矿化度地层堵水需求,结合油田实际出水情况分析了聚丙烯酰胺结构与耐盐性能的关系,并研制了一种耐高矿化度的阳离子聚丙烯酰胺为主剂的凝胶型堵剂,交联剂采用含苯环结构的树脂,并加入保护剂减缓高温下主剂水解。实验评价结果表明:堵剂体系能封堵85 ℃下、NaCl 矿化度220 000 mg/L、CaCl2矿化度10 000 mg/L的地层水,堵剂体系最佳pH值为7~11;有效期长;岩心封堵水突破压力大于45 MPa/m,突破后20 PV体积驱替后封堵强度大于30 MPa/m,封堵率98%以上;并且堵剂对含油饱和度高的地层封堵强度低,具有一定选择性。